党的十八大以来，习近平总书记多次对中国石油和中国石油相关工作作出重要指示批示，体现了总书记对能源行业的关注和期望，是集团公司履行国有企业“三大责任”、建设基业长青的世界一流企业的根本遵循。中国石油作为国内最大的油气生产商和供应商，认真落实习近平总书记的重要指示批示，2018年连续召开“老油田稳产工作会”“效益建产会”，编制完成了《2019-2025年国内勘探与生产加快发展规划方案》，提出了“深化东部、发展西部、拓展海上，油气并重、立足常规、加强非常规”的战略布局，进一步推动油田开发工作，促进1亿吨的持续有效稳产。
老油田为石油工业的发展奠定了坚实基础，为中国石油的发展做出了重要贡献。据统计，中国石油开发十年以上的老油田动用地质储量占70%，产量占64%，所以老油田仍然是动用储量和产量贡献的主力军，是效益挖潜和建产的主战场，是产量和效益的“压舱石”，也是管理提升的主体。
大港油田经历了50余年的勘探开发，进入了“双高”开发阶段，“十一五”以来，“二三结合”提高采收率重大开发试验提高采收率21.5个百分点，内部收益率达19%以上。实践证明，老油田仍然是最优质的储量资源，仍然具有很大的提高采收率和创造效益的潜力。进一步贯彻落实中国石油提出的“高效勘探、低成本开发、加快天然气和绿色安全发展”四大任务，推进“从注重地质储量向更加注重经济可采储量转变、从注重规模发展向更加注重质量效益转变、从注重投资要素驱动向更加注重创新驱动转变、从注重油气为主向更加注重清洁低碳发展转变、从生产型向生产经营型转变”五个转变，践行“价值创造、经济可采储量、创新驱动、智能化油田建设、现代油公司建设、绿色低碳安全发展”六个理念，坚定不移走技术创新之路，创建复杂断块油藏精益开发文化，构建精益开发管理体系，是推动老油田持续效益稳产的必由之路。
一、创建复杂断块油藏精益开发文化的背景
（一）老油田持续效益稳产的刚性需要。大港油田为典型的复杂断块油田，经历50余年勘探开发，可采储量采出程度已达78%，综合含水91.6%。“十一五”以来，自然递减一直保持在17%至20%之间，每年老井减少60到80万吨的产量必须通过增加投资和成本实施新井和措施才能弥补，而新增储量总体表现为“低、深、难”，动用难度大，所以必须要充分挖掘现有储量的潜力，确保老油田持续效益稳产。
（二）低成本开发的重要举措。2015年，原油价格从高位100多美元/桶持续暴跌至最低20美元/桶以下，并很长一段时间保持在30至50美元/桶低位震荡，而大港油田桶油完全成本一直在55美元/桶左右。同时，新能源的发展速度惊人，电代油、可再生能源替代化石能源的步伐也在加快，这就要求我们摒弃粗放管理模式，由传统的生产型向生产经营型转变，走低成本开发之路。
（三）新时代油田开发的必由之路。在剩余油高度分散、挖潜难度大的形势下，如何减少因重复工作、冗杂基础数据统计分析带来的浪费，快速高效地识别潜力、提高工作效率是精益开发重要的一环，也是实现精益开发的重要保障。我们必须以信息化、工业互联网为抓手和载体，追求工作高效化、资源零浪费、全员化参与，实现管理上的本质转变。
二、精益开发文化的内涵
中国石油提出的提质增效价值创造的本质是“四精”，即：“经营上精打细算、生产上精耕细作、管理上精益求精、技术上精雕细刻”，把精益管理、止于至善作为提升管理的永恒追求，注重质量效益，创造价值。
精益开发，即是投入最少的资源获得最大的产出价值，从而形成“精打细算、精耕细作、精益求精、精雕细刻”的精益开发体系。以价值最大化为最终目标，将价值创造的理念渗透到油田开发的各个层面，找出油田开发价值链中的增值点、低增值点和负值点，优化增值点创造高价值，改造非增值点、低增值点和负值点，不断提高价值增量和创造价值，找出每一个环节的增效点和潜力点，从而将油气开发一切工作的重心落实到提质和增效上。将观念创新、认识创新、思维创新、科技创新、管理创新等要素按精益开发的思路融合、链接起来，形成有机整体，相互联动促进，互为支撑，核心就是要消除浪费，消除包括储量动用、资金投入、生产井、人员、工作效率等各个环节的浪费，从而获得更低的成本、更高的效率、更高的质量和更好的氛围，实现油气田开发全方位的提质增效。
三、精益开发文化的具体举措
（一）坚持创新驱动发展战略，大幅增加经济可采储量。
按照“油田开发的核心任务是增加经济可采储量，创造最大经济效益”要求，深刻剖析油田开发面临的形势与潜力，以“大幅度提高老油田经济可采储量”专项行动为契机，依靠认识创新、理论创新、技术创新和管理创新，深化油藏分类治理，最大限度获得经济可采储量，实现地质储量向经济可采储量的转化，为油田稳产、实现高质量发展打下坚实基础。
油藏分类治理坚持以“效益开发”为原则，推进重大核心技术攻关和成熟技术集成与应用，并实施开源节流、降本增效，努力实现油藏开发效益最大化。大港油田构造复杂、油藏类型多样，依据《油藏开发分级评价标准》，油藏开发水平划分为三个等级，油藏分类治理对策根据开发单元所在油藏开发水平分级中的位置来制定。“双高油藏”“双低油藏”和“双负油藏”治理从技术、效益上要实现油藏开发水平升级。
“双高”油藏主要以中高渗透油藏为主，动用地质储量可观，年产油200万吨，综合含水整体已达到90%以上，可采储量采出程度接近80%。以“二三结合”理念与技术路线为指导，立足精细水驱挖潜和层系井网优化持续深挖水驱潜力，持续有效挖潜剩余油和大幅提高采收率。“双低”油藏主要以低渗透油藏为主，动用地质储量可观，年产油39.4万吨。以改善储量动用程度、提高单井产量为目标，大力发展水平井体积压裂和多轮次重复压裂技术，发挥“体积压裂+驱替+渗吸”整体作用，改善开发效果。同时加大关键技术攻关，有效降低工程成本，提高整体开发效益。“双负”油藏（“双高油藏”和“双低油藏”中利润与现金流均为负值的开发单元）通过推进生产系统优化和用工优化，采取组合式、进攻性的技术与管理措施，以油藏整体治理带动停产井恢复和低产井提效，盘活闲置资产和资源。对于边远区块低产井采取捞油、间抽等采油方式，降低产能投资和运行成本。
（二）践行油藏经营管理理念，全面提升油田开发水平。
油藏经营管理的目标是有效地利用人力、技术、财力等各种资源，实现油气田开发的工程最优化和经济效益最大化。油藏经营管理以“二三结合”、产能建设等油田开发项目为载体，采取牵头部门主导、专业协同、平台支撑的管理方式，通过管理方式创新、运作模式创新，地质、油藏、采油等多学科专业人员共同参与油田开发的各项决策，实现“地质—工程—经济—经营管理”的协同化，提升油田开发质量、效率和效益。
要实施有效的油藏经营管理，需要多种技术来支撑才能做出最佳决策优化油气田开发生产。技术支撑环境既包括石油开发技术本身，也包括辅助决策和生产管理的各项技术，如网络、软硬件技术等。全面落实油田公司数字化转型和智能化发展工作部署，要持续创新数字油气藏体系架构设计技术，结合物联网等技术，通过业务数据化，数据模型化，完善实用的数字油气藏体系架构，高效支撑油气藏研究、管理与决策。要持续创新完善油气藏协同研究软件云化管理技术，打造面向石油行业的专业软件云示范工程。要持续创新完善油气藏大数据全链管理技术，建立油气藏大数据全过程资产化管理和油气藏应用快速开发服务体系，全面提升油气藏综合研究数据管理水平与应用服务效率。要持续创新完善油气藏多源多学科协同研究技术，实现“人-机-信”多要素资源联动协同工作、井震藏多学科数据融合协同研究。要持续创新大数据驱动下油气藏智能决策技术，结合钻井、录井等数据，完善基于大数据的注采井智能调控等技术，实现油田自然递减持续下降。
（三）做实全生命周期项目管理，有效提高油田开发效益。
大港油田总体已进入“双高”开发阶段，但整体采收率只有26.5%，比大庆油田低20个百分点，而且各油藏类型、各地区分布不均衡，低渗透油藏目前仅占17.2%。因此，开发系统要做好全生命周期管理，抓好开发过程投资、效益、安全等工作，精细充分地挖掘潜力，努力实现老油田持续效益稳产。
全生命周期管理的核心内容是要求全面写实产量增量、各类成本投资投入以及试验效益，同时也包括全过程的方案与设计优化、全方位的项目实施运行优化提效率、全面的QHSE管控以及技术管理与创新。要全面写实产量增量，认真分析现有井的生产情况以及递减趋势分析，明确各年基础产量；做好全过程的产量剖面跟踪，写实产量增量变化；写实油气藏工程指标变化，并写实注入量、产出液变化，分井组、分井区建立专门数据库。要全面写实各类成本投资投入，建立各类投资投入的详细台账，列明试验区当前现有的各类资产、成本费用等；详细记录全生命周期内新增各项投资投入和成本费用等。要全面写实项目效益，按中石油规定的油价、计算办法与相关参数进行全面的效益测算，并与方案预测进行对比分析，提出优化与控投降本举措。要全过程优化各项方案与设计，确保降低投入，提升效果；全方位优化项目的实施、组织与运行，提升效率，降低生产运行成本费用，并对所有做法进行详细记录与分析总结。要进行全面的QHSE管控，在各个环节均要注重项目的安全、环保等方面，确保实现绿色发展、安全发展。要充分应用各项新成果、新技术，创新管理、创新技术，提升项目的实施效果与区块开发水平。